RU2669968C1 - Способ разработки залежи битуминозной нефти из горизонтальной скважины - Google Patents
Способ разработки залежи битуминозной нефти из горизонтальной скважины Download PDFInfo
- Publication number
- RU2669968C1 RU2669968C1 RU2017142538A RU2017142538A RU2669968C1 RU 2669968 C1 RU2669968 C1 RU 2669968C1 RU 2017142538 A RU2017142538 A RU 2017142538A RU 2017142538 A RU2017142538 A RU 2017142538A RU 2669968 C1 RU2669968 C1 RU 2669968C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- horizontal
- horizontal well
- gas
- gas cap
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 21
- 238000005065 mining Methods 0.000 title abstract description 4
- 238000005470 impregnation Methods 0.000 claims abstract description 10
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 10
- 239000000945 filler Substances 0.000 claims abstract description 8
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 7
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Chemical compound O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 6
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 5
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 claims abstract description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 6
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 6
- 239000002641 tar oil Substances 0.000 claims description 2
- 239000002826 coolant Substances 0.000 abstract description 9
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 abstract description 9
- 239000012530 fluid Substances 0.000 abstract description 7
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 5
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 abstract description 4
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 abstract description 4
- 238000010276 construction Methods 0.000 abstract description 4
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 abstract description 4
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 abstract description 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 2
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 abstract 2
- 230000007717 exclusion Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 38
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 5
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 description 4
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 3
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 2
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 230000001174 ascending effect Effects 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 1
- 239000011269 tar Substances 0.000 description 1
- 238000001757 thermogravimetry curve Methods 0.000 description 1
- 238000010792 warming Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/32—Preventing gas- or water-coning phenomena, i.e. the formation of a conical column of gas or water around wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
- E21B7/04—Directional drilling
- E21B7/046—Directional drilling horizontal drilling
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области горного дела и может быть использовано для разработки залежей углеводородных флюидов, в частности, при добыче высоковязкой нефти и природного битума с высоким газовым фактором. Технический результат – исключение прорыва теплоносителя в газовые шапки, увеличение коэффициента извлечения нефти с одновременным уменьшением затрат на прогрев продуктивного пласта. Способ разработки залежи битуминозной нефти из горизонтальной скважины включает исследование месторождения для выделения участков с наличием газовых шапок, строительство горизонтальной скважины под газовой шапкой с вскрытием продуктивного пласта, бурение оценочной скважины над горизонтальной скважиной с вскрытием газовой шапки, спуск в горизонтальную скважину насосно-компрессорных труб НКТ, циклическую подачу водяного пара по НКТ с ожиданием термокапиллярной пропитки и отбор продукции скважины. Оценочную скважину бурят с горизонтальным окончанием, располагаемым в нижней части газовой шапки над горизонтальной скважиной. Перед закачкой пара в горизонтальную скважину закачивают наполнитель в горизонтальное окончание для заполнения пространства газовой шапки над горизонтальной скважиной до кровли пласта. 1 ил., 1 пр.
Description
Изобретение относится к области горного дела и может быть использовано для разработки залежей углеводородных флюидов, в частности при добыче высоковязкой нефти и природного битума с высоким газовым фактором.
Известен (заявка РФ №2007122922/03, Е21В 43/24, опубл. 27.12.2008) способ разработки и добычи высоковязкой нефти), включающий бурение этажной горизонтальной скважины с размещением двух горизонтальных стволов в одной вертикальной плоскости, при этом окна зарезки горизонтальных стволов располагаются в нефтенасыщенном пласте на расстоянии 8-10 м друг от друга, а вытеснение вязкой нефти или битума производится с помощью закачки теплоносителя. Горизонтальные стволы бурятся по восходящей траектории и размещаются по направлению к купольной части залежи, забой каждого ствола располагается выше окна зарезки. Закачка теплоносителя ведется через насосно-компрессорные трубы (НКТ) верхнего горизонтального ствола, а отбор жидкости - через НКТ нижнего горизонтального.
Недостатками данного способа являются высокая стоимость бурения этажной горизонтальной скважины с размещением двух горизонтальных стволов в одной вертикальной плоскости, сложность монтажа спускаемого оборудования. Необходимость бурения двух горизонтальных стволов скважины ограничивает выбор разрабатываемого участка по толщине продуктивного пласта. Недостатком этого способа также является невозможность исследований месторождений для выделения участков с наличием газовых шапок, что ведет к неоптимальной закачке пара (теплоносителя) и, как следствие, к значительным энергетическим затратам и снижению прогрева и добычи высоковязкой нефти, так как при закачке пара в нагнетательную скважину будут происходить большие теплопотери за счет утечки пара в газовую шапку.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ теплового вытеснения нефти из горизонтальной скважины (Патент РФ №2626500, Е21В 43/24, Е21В 7/04 опубл. в бюл. №22 от 28.07.2017), включающий строительство горизонтальной скважины с вскрытием продуктивного пласта, спуск насосно-компрессорных труб - НКТ, подачу теплоносителя по НКТ и отбор продукции скважины. До начала строительства скважины проводят исследования месторождения для выделения участков с наличием газовых шапок. Бурят оценочную скважину над горизонтальной скважиной с вскрытием газовой шапки. Горизонтальную скважину располагают под газовой шапкой. При строительстве в скважинах располагают устройства контроля давления и температуры. В качестве рабочего агента для оценочной скважины применяют инертный газ, который нагнетают в газовую шапку, соблюдая условие, что давление в газовой шапке должно быть больше на 5-20% давления нагнетания рабочего агента в горизонтальную скважину. В качестве рабочего агента для горизонтальной скважины применяют водяной пар, который нагнетают циклически, сочетая с ожиданием термокапиллярной пропитки и последующим отбором продукции по НКТ.
Недостатком этого способа является прорыв закачиваемого инертного газа к забою добывающей скважины, приводящий к снижению показателей добычи. Наличие газонасыщенного интервала над горизонтальной скважиной будет снижать эффективность распространения паровой камеры и прогрев продуктивного пласта за счет утечки пара в газовую шапку.
Техническими задачами предлагаемого способа разработки залежи битуминозной нефти являются снижение затрат на прогрев продуктивного пласта за счет заполнения газовой шапки над горизонтальной скважиной наполнителем и исключения прорыва теплоносителя в газовые шапки, что в совокупности приводит к экономии энергетических ресурсов и увеличению коэффициента извлечения нефти (КИН), а также контроль распространения теплового воздействия по битуминозной залежи.
Технические задачи решаются способом разработки битуминозной нефти из горизонтальной скважины, включающим исследование месторождения для выделения участков с наличием газовых шапок, строительство горизонтальной скважины под газовой шапкой с вскрытием продуктивного пласта, бурение оценочной скважины над горизонтальной скважиной с вскрытием газовой шапки, спуск в горизонтальную скважину насосно-компрессорных труб - НКТ, циклическую подачу водяного пара по НКТ с ожиданием термокапиллярной пропитки и отбор продукции скважины.
Новым является то, что оценочную скважину бурят с горизонтальным окончанием, располагаемым в нижней части газовой шапки над горизонтальной скважиной, перед закачкой пара в горизонтальную скважину закачивают наполнитель в горизонтальное окончание для заполнения пространства газовой шапки над горизонтальной скважиной до кровли пласта.
На чертеже изображена схема реализации способа разработки залежи битуминозной нефти из горизонтальной скважины.
Способ реализуется в следующей последовательности.
Исследуют залежь 1 для выделения участков с наличием газовых шапок 2 с применением промыслово-геофизических методов, например импульсного нейтрон-нейтронного каротажа. На участке залежи 1 с наличием одной из газовых шапок 2 друг над другом строят оценочную скважину 3 и горизонтальную скважину 4 с соответствующими вскрытыми горизонтальными окончанием 5 (участок) и участком 6, расположенными в залежи 1 на границе газовой шапки 2 с ее вскрытием и ниже газовой шапки 2 соответственно. При строительстве в скважине 4 располагают устройства 7 контроля давления и температуры. В горизонтальные участки 5 и 6 скважин 3 и 4 спускают НКТ 8 и 9 соответственно. Производят закачку наполнителя, например набухающего геля, глинистого раствора, цементного раствора и т.п., через НКТ 8 в горизонтальный участок 5 скважины 3 в участок (не показан) газовой шапки 2, расположенный над горизонтальной скважиной 4, до кровли залежи 1. Поскольку до прогрева залежи 1 ее проницаемость в нефтенасыщенной зоне гораздо меньше, чем в газовой шапке 2, то наполнитель будет заполнять пространство в газовой шапке 2, вытесняя газ из участка газовой шапки 2, расположенного над горизонтальной скважиной 4. Закачивают по НКТ 9 пар в скважину 4 при давлении в призабойной зоне скважины 4 не больше давления гидроразрыва пласта залежи 1, не допуская утечки закачиваемого пара через кровлю нефтеносного продуктивного пласта залежи 1 в газовую шапку 2 благодаря наличию наполнителя над горизотальной скважиной 4. После прогрева залежи 1 в районе скважины 4 закачку пара прекращают для осуществления процесса термокапиллярной пропитки залежи 1 (время термокапиллярной пропитки определяют эмпирическим путем). После чего производят отбор продукции через горизонтальный участок 6 скважины 4 по НКТ 9, например, глубинно-насосным оборудованием (на фигуре не показано) и контроль за состоянием отбираемого флюида с использованием устройства контроля давления и температуры 7 при помощи наблюдательных скважин (на фигуре не показаны) и аэрофотосъемки, а также снятия термограммы в горизонтальном участке 6 скважины 4 с определением зон наименьшего прогрева (на фигуре не показаны). Циклы закачки пара, термокапиллярной пропитки и отбора нефти повторяются до максимального извлечения из залежи 1 высоковязкой нефти.
Пример конкретного выполнения.
Предложенный способ разработки залежи углеводородных флюидов был рассмотрен на Улановском поднятии Ново-Елховского месторождения, исследования которого определили участок со следующими геолого-физическими характеристиками:
- глубина залегания - 148 м;
- средняя общая толщина пласта - 30 м;
- нефтенасыщенная толщина пласта - 18 м;
- значение начального пластового давления - 0,9 МПа;
- начальная пластовая температура - 8°С;
- плотность нефти в пластовых условиях - 1,01 т/м3;
- коэффициент динамической вязкости нефти в пластовых условиях - 48140,5 мПа⋅с;
- коэффициент динамической вязкости воды в пластовых условиях - 1,3 мПа⋅с;
- значение средней проницаемости по керну в пласте - 296 мкм2;
- значение средней пористости по керну в пласте - 0,16 доли ед.;
- средняя толщина газовой шапки на разрабатываемом участке - 7 м;
- давление в газовой шапке составляет - 0,9 Мпа.
Исследуют залежь 1 для выделения участков с наличием газовых шапок 2. Газонасыщение в газовой шапке 2 составляло 78%. Пробурили оценочную скважину 3 с горизонтальным окончанием 5 длиной 300 м у нижней границы газовой шапки 2 нефтяной залежи 1 с последующим вскрытием этой границы. Под горизонтальным окончанием 5 скважины 3 выше подошвы залежи 1 на 5 м расположили участок 6 пароциклической горизонтальной скважины 4 длиной 280 м. Ствол 4 оборудовали устройствами контроля температуры и давления 7. В горизонтальные участки 5 и 6 скважин 3 и 4 спустили НКТ 8 и 9. Через НКТ 8 в горизонтальное окончание 5 скважины 3 закачали глинистый раствор в объеме 6 тыс.т для заполнения до кровли залежи 1 участка газовой шапки 2, расположенного над горизонтальной скважиной 4. После извлечения НКТ 8 из скважины 3 производили закачку по НКТ 9 теплоносителя в объеме 5 тыс.т.В качестве теплоносителя использовался пар с температурой 191°С и сухостью 0,9 доли ед. После прогрева залежи 1 закачку пара прекратили для осуществления процесса термокапиллярной пропитки пласта залежи 1. В течение 1,5 мес происходил процесс термокапиллярной пропитки залежи 1. По истечении полутора месяцев произвели отбор продукции по НКТ 9 из горизонтального участка 6 скважины 4, а контроль за состоянием отбираемого флюида осуществляли устройством контроля давления и температуры 7. Циклы закачки пара, термокапиллярной пропитки и отбора нефти повторили 6 раз.
Производили закачку теплоносителя по НКТ 9 в горизонтальный участок 5 пароциклической скважины 4 при давлении в призабойной зоне скважины 4 меньше на 10% (1,8 МПа), чем давление гидроразрыва пласта 2 (2,0 МПа), не допуская утечки закачиваемого пара через кровлю нефтеносной залежи 1 в газовую шапку 2 залежи 1.
При исследовании выявлены преимущества способа перед наиболее близким аналогом: снижение неэффективной закачки пара в 3,5 раза, снижение процента обводненности добываемой продукции из пласта на 12%, увеличение накопленной добычи нефти более чем на 6,8%, отсутствие прорыва газа из газонасыщенного интервала.
Предложенный способ позволяет решать поставленные технические задачи, такие как увеличение КИН на 0,19 доли ед., увеличение продолжительности эксплуатации месторождения, а также снижение затрат на прогрев пласта на 23%.
Пример осуществления предлагаемого изобретения показывает его эффективность для разработки разведанных, но неэксплуатируемых (из-за высокой стоимости извлечения вязкого флюида) месторождений углеводородного сырья, для повышения рентабельности разрабатываемых месторождений высоковязкой нефти и природного битума.
Предлагаемый способ разработки залежи битуминозной нефти позволяет снизить затраты на прогрев продуктивного пласта за счет заполнения газовой шапки над горизонтальной скважиной наполнителем и исключения прорыва теплоносителя в газовые шапки, что в совокупности приводит к экономии энергетических ресурсов и увеличению КИН.
Claims (1)
- Способ разработки залежи битуминозной нефти из горизонтальной скважины, включающий исследование месторождения для выделения участков с наличием газовых шапок, строительство горизонтальной скважины под газовой шапкой с вскрытием продуктивного пласта, бурение оценочной скважины над горизонтальной скважиной с вскрытием газовой шапки, спуск в горизонтальную скважину насосно-компрессорных труб НКТ, циклическую подачу водяного пара по НКТ с ожиданием термокапиллярной пропитки и отбор продукции скважины, отличающийся тем, что оценочную скважину бурят с горизонтальным окончанием, располагаемым в нижней части газовой шапки над горизонтальной скважиной, перед закачкой пара в горизонтальную скважину закачивают наполнитель в горизонтальное окончание для заполнения пространства газовой шапки над горизонтальной скважиной до кровли пласта.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017142538A RU2669968C1 (ru) | 2017-12-05 | 2017-12-05 | Способ разработки залежи битуминозной нефти из горизонтальной скважины |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017142538A RU2669968C1 (ru) | 2017-12-05 | 2017-12-05 | Способ разработки залежи битуминозной нефти из горизонтальной скважины |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2669968C1 true RU2669968C1 (ru) | 2018-10-17 |
Family
ID=63862342
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017142538A RU2669968C1 (ru) | 2017-12-05 | 2017-12-05 | Способ разработки залежи битуминозной нефти из горизонтальной скважины |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2669968C1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2779502C1 (ru) * | 2022-03-01 | 2022-09-08 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Способ скважинной добычи высоковязкой нефти из залежи нефти с газовой шапкой |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CA2250648C (en) * | 1998-10-19 | 2002-09-24 | Eddy Isaacs | Enhanced oil recovery by altering wettability |
| RU2287677C1 (ru) * | 2005-12-16 | 2006-11-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки нефтебитумной залежи |
| RU2439308C1 (ru) * | 2010-06-11 | 2012-01-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Способ разработки нефтегазоконденсатного месторождения |
| RU2527051C1 (ru) * | 2012-12-27 | 2014-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежей высоковязких нефтей или битумов при тепловом воздействии |
| RU2543009C1 (ru) * | 2014-04-23 | 2015-02-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Петролеум Технолоджис" | Способ разработки газонефтяной залежи |
| RU159310U1 (ru) * | 2015-01-26 | 2016-02-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) | Конструкция многоярусной скважины для добычи вязкой нефти из нефтяного пласта |
| RU2015111300A (ru) * | 2015-03-27 | 2016-10-27 | Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУВПО КФУ) | Способ разработки залежи углеводородных флюидов при тепловом воздействии |
-
2017
- 2017-12-05 RU RU2017142538A patent/RU2669968C1/ru active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CA2250648C (en) * | 1998-10-19 | 2002-09-24 | Eddy Isaacs | Enhanced oil recovery by altering wettability |
| RU2287677C1 (ru) * | 2005-12-16 | 2006-11-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки нефтебитумной залежи |
| RU2439308C1 (ru) * | 2010-06-11 | 2012-01-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Способ разработки нефтегазоконденсатного месторождения |
| RU2527051C1 (ru) * | 2012-12-27 | 2014-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежей высоковязких нефтей или битумов при тепловом воздействии |
| RU2543009C1 (ru) * | 2014-04-23 | 2015-02-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Петролеум Технолоджис" | Способ разработки газонефтяной залежи |
| RU159310U1 (ru) * | 2015-01-26 | 2016-02-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) | Конструкция многоярусной скважины для добычи вязкой нефти из нефтяного пласта |
| RU2015111300A (ru) * | 2015-03-27 | 2016-10-27 | Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУВПО КФУ) | Способ разработки залежи углеводородных флюидов при тепловом воздействии |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2779502C1 (ru) * | 2022-03-01 | 2022-09-08 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Способ скважинной добычи высоковязкой нефти из залежи нефти с газовой шапкой |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2287677C1 (ru) | Способ разработки нефтебитумной залежи | |
| CA2819664C (en) | Pressure assisted oil recovery | |
| US9410406B2 (en) | Targeted oriented fracture placement using two adjacent wells in subterranean porous formations | |
| RU2522369C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума с водонефтяными зонами | |
| RU2295030C1 (ru) | Способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти или битума | |
| RU2578134C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи в трещиноватых коллекторах с водонефтяными зонами | |
| US10087737B2 (en) | Enhanced secondary recovery of oil and gas in tight hydrocarbon reservoirs | |
| RU2515651C1 (ru) | Способ многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины | |
| RU2478164C1 (ru) | Способ разработки залежи нефти, расположенной над газовой залежью и отделенной от нее непроницаемым пропластком | |
| RU2387819C1 (ru) | Способ разработки залежи вязкой нефти и битума | |
| RU2681796C1 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с глинистой перемычкой | |
| RU2334098C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти | |
| RU2499134C2 (ru) | Способ разработки залежи нефти, расположенной под газовой залежью и отделенной от нее непроницаемым пропластком | |
| RU2669968C1 (ru) | Способ разработки залежи битуминозной нефти из горизонтальной скважины | |
| US9328592B2 (en) | Steam anti-coning/cresting technology ( SACT) remediation process | |
| RU2584467C1 (ru) | Способ разработки месторождения высоковязкой нефти | |
| RU2626500C1 (ru) | Способ разработки залежи битуминозной нефти из горизонтальной скважины | |
| RU2630330C1 (ru) | Способ разработки залежи битуминозной нефти | |
| RU2467161C1 (ru) | Термошахтный способ разработки трещиноватой залежи высоковязкой нефти | |
| RU2669967C1 (ru) | Способ разработки залежи битуминозной нефти из горизонтальной скважины | |
| RU2693055C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами | |
| RU2268356C1 (ru) | Способ теплового воздействия на залежь высоковязкой нефти | |
| WO2013166587A1 (en) | Steam anti-coning/cresting technology ( sact) remediation process | |
| RU2690586C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами | |
| RU2626497C1 (ru) | Способ разработки залежи битуминозной нефти из горизонтальной скважины |